Система предупреждения льдообразования в газосборном трубопроводе Российский патент 2021 года по МПК E21B37/06 F17D3/12 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для предупреждения льдообразования в газосборном трубопроводе на поздней стадии эксплуатации газовых месторождений при наличии значительных по объему жидкостных скоплений в пониженных участках трубопровода, резко уменьшающих скорость движения фронта ингибитора по длине шлейфа.

В настоящее время многие газовые месторождения Западной Сибири находятся на поздней стадии эксплуатации. Скважины работают с выносом пластовой воды. Кроме того, вследствие снижения пластового давления увеличивается удельное количество воды в природном газе и в паровой фазе (отнесенное к 1000 м газа, приведенного к стандартным условиям). Из-за уменьшения дебитов скважин и, тем самым снижения скорости движения газа, система сбора газа работает в режиме накопления жидкости в промысловых трубопроводах. Под системой сбора газа понимаются газосборные трубопроводы или промысловые трубопроводы (шлейфы и коллекторы), соединяющие кусты скважин или отдельные скважины с установками подготовки газа к магистральному транспорту. На поздней стадии разработки месторождений при снижении производительности скважин меняется гидравлический режим течения в газосборном трубопроводе: скорости движения жидкой и газовой фазы начинают существенно различаться (средняя скорость движения жидкой фракции в 10-100 и более раз ниже скорости газа). Это приводит к тому, что в зависимости от гидравлического режима и длины промыслового трубопровода на пониженных участках трассы могут накапливаться десятки тонн жидкости (пластовой и конденсационной воды, водного раствора ингибитора льдо- и гидратообразования). Наличие жидкостных пробок приводит к увеличению перепада давления по длине газосборного трубопровода на 2-5% от величины общего давления. При этом резко увеличиваются риски образования гидратных или ледяных пробок из-за снижения температуры по длине газосборного трубопровода в зимнее время года, особенно для промысловых трубопроводов наземной прокладки.

Таким образом, в зимнее время года температура газожидкостного потока в трубопроводах может опускаться ниже нуля градусов Цельсия, следовательно, часть промыслового газосборного трубопровода может оказаться в режиме льдообразования в полости трубопровода. Часть газосборных трубопроводов (на ряде северных месторождений России до 15-20% от общего числа) в зимнее время года работает в режиме льдообразования.

Для защиты газосборных трубопроводов от льдообразования в зимнее время года применяется способ их эксплуатации, включающий подачу по трубопроводам малого диаметра (метанолопроводам) на начальный участок газосборного трубопровода (в устьевую обвязку скважины) расчетного количества концентрированного метанола под давлением, превышающим давление транспортируемого газа. Это обеспечивает режим работы промыслового трубопровода без льдообразования (см. Истомин В.А., Квон В.Г., Тройникова Α.Α., Нефедов П.А. Особенности предупреждения льдо- и гидратообразования в системах сбора газа на поздней стадии эксплуатации сеноманских залежей месторождений Западной Сибири. Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, №2, 2016). Однако, необходимый для этого удельный расход метанола оказывается достаточно высоким (до 3-4 кг/1000 м³ газа) из-за большого количества выносимой пластовой воды со скважин, а также воды, конденсирующейся из газовой фазы. Для сравнения, на начальном этапе эксплуатации сеноманских залежей Западной Сибири средний удельный расход метанола для предупреждения гидратообразования в газосборном трубопроводе составлял всего 50 г/1000 м³ газа (см. Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С.Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. - М.: ОАО Издательство «Недра», 1999. - стр. 295), т.е. удельный расход метанола возрос в 30-40 раз.

Для рассматриваемого случая поздней стадии эксплуатации газовых месторождений выявился существенный недостаток указанного выше способа эксплуатации газосборных трубопроводов. Имеет место значительная инерционность процесса ингибирования льда вследствие длительного времени движения водного раствора метанола от начала газосборного трубопровода к защищаемому ото льда участку, что обусловлено наличием значительных по объему жидкостных скоплений в пониженных участках трубопровода, резко уменьшающих скорость движения фронта ингибитора по длине газосборного трубопровода. Низкая скорость продвижения метанола в жидкой водной фазе приводит к тому, что, например, при уменьшении по технологическим причинам расхода газа температура вдоль газосборного трубопровода уменьшается и, соответственно, требуется подача большего удельного количества метанола. В силу инерционности процесса ингибирования и наличия значительных объемов жидкости в пониженных участках газосборных трубопроводов возникают риски образования ледяной пробки (вплоть до полного перекрытия сечения трубопровода). Поэтому для обеспечения надежности ингибирования приходится задавать существенный перерасход ингибитора (по сравнению с теоретически минимально необходимым).

Наиболее близким техническим решением (прототипом) к предлагаемой системе является система автоматической подачи ингибитора гидратообразования в шлейфы газового промысла (патент РФ №2637245, опубл. 01.12.2017). Известная система содержит емкость с ингибитором, трубопроводы подачи ингибитора к защищаемым точкам и исполнительный механизм, обеспечивающий прямую управляемую программную подачу ингибитора. При этом система дополнительно содержит преобразователи температуры и давления, установленные в защищаемых точках шлейфа и соединенные со станцией управления и исполнительным механизмом беспроводным каналом связи, и устройства дозирования ингибитора, состоящие из обратного, прямого клапанов и регулирующей шайбы, которые установлены в защищаемых точках шлейфа и соединены с трубопроводом подачи ингибитора. При этом емкость с ингибитором выполнена в виде гидроаккумулятора с датчиком давления, соединенным со станцией управления беспроводным каналом связи, а исполнительный механизм выполнен в виде регулирующего редуктора.

Недостатками, известной системы является невозможность обеспечить надежность эксплуатации промысловых трубопроводов и высокий расход ингибитора льдообразования (причины возникновения этих недостатков приведены выше).

Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является создание системы предупреждения льдообразования в газосборном трубопроводе.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является повышение надежности эксплуатации промысловых трубопроводов. Техническим результатом является также уменьшение расхода ингибитора льдообразования.

Указанный технический результат достигается за счет того, что система предупреждения льдообразования в газосборном трубопроводе включает газосборный трубопровод, устройство подачи ингибитора, управляющую станцию, устройство продувки газосборного трубопровода, которое содержит отсекающий шаровой кран, продувочную линию, двухфазный сепаратор и расходомер сепарируемой жидкости. При этом газосборный трубопровод снабжен расходомером, а устройство подачи ингибитора состоит из расходной емкости для ингибитора, ингибиторопровода, проложенного вдоль газосборного трубопровода, насоса и обратного клапана. Точки ввода ингибитора в газосборный трубопровод снабжены электроуправляемыми двухпозиционными клапанами и регулирующими расход шайбами. При этом выход расходной емкости для ингибитора через насос и обратный клапан подключен ко входу ингибиторопровода, выходы которого через электроуправляемые двухпозиционные клапана и регулирующие расход шайбы соединены с точками ввода ингибитора в газосборный трубопровод, который содержит первый и второй каплеуловители, датчики измерения температуры газа в точках ввода ингибитора, а в конце - отвод, к которому подключен вход продувочной линии, выход которой через отсекающий шаровой кран соединен с входом двухфазного сепаратора, первый выход которого предназначен для подачи отсепарированного газа на переработку, а второй выход - для вывода из системы отсепарированной жидкости через расходомер сепарируемой жидкости. При этом выходы датчиков измерения температуры газа подключены на входы управляющей станции, выходы которой подключены к управляющим входам электроуправляемых двухпозиционных клапанов, причем первый каплеуловитель установлен в начале газосборного трубопровода, а второй каплеуловитель установлен в конце газосборного трубопровода перед отводом.

Предлагаемое изобретение поясняется чертежом, где схематично изображена система предупреждения льдообразования в газосборном трубопроводе.

Система предупреждения льдообразования в газосборном трубопроводе включает газосборный трубопровод 1, соединяющий добывающие скважины или кусты скважин с установкой комплексной подготовки газа (на фигуре не показана), оборудованный расходомером 2.

Кроме того, в состав системы входит устройство подачи ингибитора, состоящее из расходной емкости для ингибитора 3, ингибиторопровода вдоль газосборного трубопровода 4, насоса 5 для прокачки ингибитора по ингибиторопроводу и обратного клапана 6. Точки ввода ингибитора в газосборный трубопровод 1, оборудованы электроуправляемыми двухпозиционными клапанами 7 и оснащены регулирующими расход шайбами 8. Для регулирования расхода ингибитора в автоматическом режиме и выбора конкретной точки ввода ингибитора в составе системы имеется управляющая станция 9, на которую поступает информация от датчиков измерения температуры газа 10 в точках ввода ингибитора. Ингибитор может подаваться в одну из предусмотренных точек ввода ингибитора, выбираемую согласно термическому режиму газосборного трубопровода 1. Конкретно точка ввода ингибитора задается управляющей станцией перед началом участка газосборного трубопровода с отрицательной по Цельсию температурой газа. В систему входит устройство (подсистема) продувки газосборного трубопровода 1, включающее отсекающий шаровой кран 11, установленный на отводе продувочной линии в конце газосборного трубопровода 1 (перед двухфазным сепаратором), продувочную линию (трубопровод продувки газа) 12, двухфазный сепаратор 13 и расходомер сепарируемой жидкости (счетчик жидкости) 14. Кроме того, система снабжена каплеуловителями 15 и 16. При этом первый каплеуловитель 15 установлен в начале газосборного трубопровода 1, а второй каплеуловитель 16 установлен в конце газосборного трубопровода перед отводом продувочной линии 12.

Система работает следующим образом.

В зимнее время года перед началом подачи ингибитора выполняют продувку газосборного трубопровода 1 путем открытия отсекающего шарового крана 11 и переключения потока газа с накопленной жидкостью на продувочную линию 12 с целью удаления практически всей накопившейся жидкости из газосборного трубопровода 1. Продувают газосборный трубопровод 1 со стороны скважин за счет снижения давления в продувочной линии 12 до атмосферного. При этом создают скорость газа, превышающую в 1,5-2,5 раза (но не более 20 м/с) критическую скорость, обеспечивающую вынос жидкости в газосборном трубопроводе 1.

Продувку осуществляют без выпуска газа в атмосферу с поступлением водной фазы в двухфазный сепаратор 13. При этом продувочный газ возвращают в технологический цикл подготовки газа, например, с помощью компрессора с высокой степенью сжатия, (на чертеже не показан). В процессе выполнения продувки замеряют общий объем вынесенной в сепаратор 13 жидкости V_пр (м³) по показаниям расходомера сепарируемой жидкости 14. Плотность ρ_ж (кг/м³) отсепарированной жидкости определяют по известным методикам в лаборатории. Газ сепарируют и подают на дальнейшую переработку в течение временного периода до снижения удельного содержания жидкости α_t (кг/м³) в газе, измеренного в конце газосборного трубопровода 1 с помощью второго каплеуловителя 16, установленного на штуцере, до значения, равного заранее определенному значению α_min (кг/м³), соответствующего максимально возможно очищенному от скоплений жидкости трубопроводу, и фиксируют продолжительность продувки по времени t (час). Далее газосборный трубопровод 1 переводят на текущий эксплуатационный режим его работы и возобновляют подачу метанола из расходной емкости для ингибитора 3 насосом 5 по ингибиторопроводу 4 непосредственно перед участком газосборного трубопровода 1, где возможно образование льда.

Для регулирования расхода ингибитора в автоматическом режиме и выбора конкретной точки ввода ингибитора в составе системы имеется управляющая станция 9, на которую подают информацию от датчиков измерения температуры газа 10 в точках ввода ингибитора. Ингибитор подают в одну из предусмотренных точек ввода ингибитора, выбираемую согласно термическому режиму газосборного трубопровода 1. Конкретно точка ввода ингибитора задается управляющей станцией перед началом участка газосборного трубопровода 1 с отрицательной по Цельсию температурой газа. По команде с управляющей станции 9 срабатывает соответствующий электроуправляемый двухпозиционный клапан 7 и через регулирующую расход шайбу 8 ингибитор подается непосредственно перед участком газосборного трубопровода, где возможно образование льда.

Удельный расход ингибитора задают из учета удельного количества конденсационной воды β₀ (кг/м³ газа), выпадающей между точкой подачи ингибитора и концом газосборного трубопровода 1, измеряемого в газе в начале газосборного трубопровода первым каплеуловителем 15. Это количество воды значительно меньше, чем количество всей воды, поступающей в газосборный трубопровод 1 с куста скважин. По измеренным датчиками измерения температуры газа 10 термическим параметрам газосборного трубопровода 1 определяют ту часть газосборного трубопровода, которая работает в режиме льдообразования. По термическому режиму выбирают необходимую точку впрыска ингибитора.

Требуемый удельный расход игибитора рассчитывается по стандартным методикам (см. Истомин В.А., Квон В.Г., Тройникова А.А., Нефедов П.А. Особенности предупреждения льдо- и гидратообразования в системах сбора газа на поздней стадии эксплуатации сеноманских залежей месторождений Западной Сибири. Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, №2, 2016).

При этом удельный расход ингибитора оказывается существенно сниженным, поскольку ингибитор не разбавляется пластовой водой, поступающей со скважины (т.к. вода накапливается на пониженных участках газосборного трубопровода до точки ввода ингибитора). Фактически расход ингибитора задают только из учета воды, конденсирующейся из газовой фазы. Тем самым удельный расход ингибитора уменьшается кратно.

При дальнейшей работе опорожненного от жидкой водной фазы газосборного трубопровода происходит постепенное накопление в нем жидкости на пониженных начальных участках газосборного трубопровода.

Таким образом, начальные участки газосборного трубопровода (где по термическим режимам его работы реализуется режим работы без образования льда) функционируют определенное время в режиме накопления жидкости с температурой, выше нуля градусов по Цельсию.

При накоплении жидкости на начальном участке газосборного трубопровода (т.е. на участке от входа сырого газа с куста скважин в газосборный трубопровод до защищаемой от льдообразования точки) появляется риск попадания воды уже на ингибируемый от льда участок трубопровода. С появлением этого риска необходимо провести следующий цикл продувки газосборного трубопровода с переходом на стандартный режим его эксплуатации.

Следующий цикл выполнения продувки и последующего ингибирования газосборного трубопровода производят через время:

t=(V_пр×ρ_ж)/(β₀×q_г), (час),

где V_пр - замеренный общий объем отсепарированной жидкости (м³);

ρ_ж - плотность отсепарированной жидкости (кг/м³);

β₀ - "удельное содержание жидкости в газе в конце газосборного трубопровода, полностью очищенного от скоплений жидкости (кг/м³);

q_г - расход газа на текущем режиме (м³/час).

Реализация предлагаемого изобретения обеспечивает надежную эксплуатацию промысловых трубопроводов на поздней стадии разработки месторождений в сложных условиях (накопление жидкости в пониженных участках трассы рельефного трубопровода и понижение температуры газа ниже нуля градусов Цельсия с возможностью образования льда в полости трубопровода). Кроме того, обеспечивается сбережение (экономия) ингибитора льдообразования.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение надежности эксплуатации промысловых трубопроводов с одновременной экономией ингибитора льдообразования. Система предупреждения льдообразования в газосборном трубопроводе включает газосборный трубопровод 1, устройство подачи ингибитора, управляющую станцию 9, устройство продувки газосборного трубопровода. Устройство продувки газосборного трубопровода включает отсекающий шаровой кран 11, продувочную линию 12, двухфазный сепаратор 13 и расходомер сепарируемой жидкости 14. Устройство подачи ингибитора состоит из расходной емкости для ингибитора 3, ингибиторопровода 4, проложенного вдоль газосборного трубопровода 1, насоса 5 и обратного клапана 6. Точки ввода ингибитора в газосборный трубопровод 1 снабжены электроуправляемыми двухпозиционными клапанами 7 и регулирующими расход шайбами 8. Выход расходной емкости для ингибитора 3 через насос 5 и обратный клапан 6 подключен к входу ингибиторопровода 4. Выходы ингибиторопровода 4 через электроуправляемые двухпозиционные клапана 7 и регулирующие расход шайбы 8 соединены с точками ввода ингибитора в газосборный трубопровод 1. Газосборный трубопровод 1 снабжен расходомером 2, первым каплеуловителем 15 в начале газосборного трубопровода, вторым каплеуловителем 16 в конце газосборного трубопровода перед отводом в продувочную линию 12, датчиками измерения температуры газа 10 в точках ввода ингибитора. Выходы датчиков измерения температуры газа 10 подключены на входы управляющей станции 9, выходы которой подключены к управляющим входам электроуправляемых двухпозиционных клапанов 7. 1 ил.

Система предупреждения льдообразования в газосборном трубопроводе, включающая газосборный трубопровод и устройство подачи ингибитора, отличающаяся тем, что содержит управляющую станцию, устройство продувки газосборного трубопровода, включающее отсекающий шаровой кран, продувочную линию, двухфазный сепаратор и расходомер сепарируемой жидкости, при этом газосборный трубопровод снабжен расходомером, а устройство подачи ингибитора состоит из расходной емкости для ингибитора, ингибиторопровода, проложенного вдоль газосборного трубопровода, насоса и обратного клапана, причем точки ввода ингибитора в газосборный трубопровод снабжены электроуправляемыми двухпозиционными клапанами и регулирующими расход шайбами, при этом выход расходной емкости для ингибитора через насос и обратный клапан подключен к входу ингибиторопровода, выходы которого через электроуправляемые двухпозиционные клапана и регулирующие расход шайбы соединены с точками ввода ингибитора в газосборный трубопровод, который содержит первый и второй каплеуловители, датчики измерения температуры газа в точках ввода ингибитора, а в конце отвод, к которому подключен вход продувочной линии, выход которой через отсекающий шаровой кран соединен с входом двухфазного сепаратора, первый выход которого предназначен для подачи отсепарированного газа на переработку, а второй выход - для вывода из системы отсепарированной жидкости через расходомер сепарируемой жидкости, при этом выходы датчиков измерения температуры газа подключены на входы управляющей станции, выходы которой подключены к управляющим входам электроуправляемых двухпозиционных клапанов, причем первый каплеуловитель установлен в начале газосборного трубопровода, а второй каплеуловитель установлен в конце газосборного трубопровода перед отводом.